Файл: Программа применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.docx

Вверх по разрезу происходит общее выполаживание структурных планов с исчезновением мелких структурных элементов, так что структурные планы верхних горизонтов имеют достаточно «сглаженные» формы подземного рельефа. Углы падения на крыльях по нижним горизонтам не превышают 2.5^о, по верхним - 1.5^о.

Структурный план верхней части нижнего мела, изучаемый по отражающему горизонту М, отличается от подстилающих толщ заметно меньшей дислоцированностью. Он становится существенно более выположенным, вместо ряда локальных структур фиксируется одна Самотлорская вершина слегка удлиненной на северо-запад формы с незначительными осложнениями в виде структурных носов на месте Мартовского и Белозерного поднятий. Размеры Тарховского к.п. по замкнутой изогипсе –1630 м составляют 47х28 км, амплитуда 100 м. К северо-западу и юго-востоку от Самотлорской вершины расположены соответственно Вильентовская г.п. и Северо-Советская г.п. К юго-западу от Самотлорской вершины структурный план еще более выположен. В пределах этой группы поднятий унаследованно сохраняются только Центрально-Мыхпайское, Западно-Мыхпайское, Леванское л.п. и Южно-Мыхпайский структурный мыс (с.м.). Таким образом, сохраняется намеченная ранее тенденция выполаживания структурных планов вверх по разрезу и подчеркивается унаследованность их северо-западного простирания.

В результате уточненных структурных построений установлено, что залежь пласта АВ₁^1-2 раскрывается в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий. По пласту АВ₁³ залежь раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена прогибом от соответствующих залежей Северо-Ватинского и Усть-Вахского месторождения по изогипсе -1689 м, а от Аганского месторождения по изогипсе -1685 м. Залежь пласта АВ_2-3 раскрывается в сторону Мыхпайского месторождения и отделена от остальных упомянутых выше месторождений по изогипсе -1685 м.

Продуктивная часть разреза на месторождении представлена отложениями поздней юры и мела. В процессе поисково-разведочного бурения залежи нефти и газа выявлены в пластах (сверху вниз) ПK1, AB₁^1-2, AB₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, АВ₆, АВ₇, AB₈, БВ₀¹, БВ₀², БB₁, БB₂, БB₃, БB₄, БВ₇¹, БВ₇², БВ₈⁰, БB₈^1-2, БВ₈

---

³, БВ₁₀⁰, БВ₁₀^1-2, БB₁₆, БB_17-18, БB₁₉, БB₂₀, БB_21-22, ЮВ₁. Индексация пластов соответствует общепринятой, но положение их границ, выделенных и прослеженных в результате детальной корреляции, утверждено Протоколом совместного рассмотрения номенклатуры пластов в интервале от AB₁^1-2 до ЮВ₁ от 25.07.2000 г. между представителями ОАО «Самотлорнефтегаз» и РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Продуктивные пласты группы АВ характеризуются весьма сложной фациальной обстановкой их формирования, происходившей преимущественно в прибрежно-морских условиях, в зонах полузамкнутых морских заливов и лагун, дельтовых выносах палеорек. Это отразилось как на характере распределения отложений различных типов, так и на их строении и обусловило существенную неоднородность коллекторских свойств пород-коллекторов продуктивных пластов.

Пласт АВ₁^1-2

Эффективные толщины данного пласта по площади Самотлорского л.у. довольно устойчивы, хотя и изменяются в целом от 0 до 30,4 м. На диапазон Н_эф от 12 до 20 м при этом приходится более чем 50% случаев, на диапазон 812 м – 22%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в диапазоне 820 м (55% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 66%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м не превышают 4% случаев.

В разрезе горизонта АВ₁^1-2 выделены два существенно различных типа строения, обладающих разными геолого-промысловыми характеристиками: глинистые коллектора типа «рябчик» и слабоглинистые и слаборасчлененные песчаные тела, идентифицируемые с барьерными палеобарами. Глинистые «рябчиковые» песчаники занимают большую часть площади пласта АВ₁^1-2 в пределах Самотлорского лицензионного участка. Доля в нефтенасыщенном объёме пласта таких коллекторов составляет порядка 8085%. По геофизическим данным в их разрезе иногда выделяются от 1 до 4 практически заглинизированных интервалов, которые зачастую имеют линзовидную форму залегания и не прослеживаются даже в соседних скважинах. Процессы фильтрации в глинистых «рябчиковых» песчаниках имеют очень сложный и до конца не изученный характер.

Наиболее массивные высокопористые коллектора залегают в восточной части месторождения на Белозерном участке . Здесь они распределены по всей толщине пласта или тяготеют к его кровле и середине. На запад эффективная толщина убывает, причем хорошие коллекторы присутствуют или в подошвенной части пласта, или в средней. Размеры этой зоны 12х6 км. Отдельными протяженными до 2,5 км зонами с шириной до 0,8 - 1 км слабоглинистые коллекторы увеличенной толщины распространяются на северо-запад от Белозерного участка к северной границе газовой шапки. В районе Мыхпайского поднятия эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 10-14 метров и хорошие коллектора присутствуют в средней и подошвенной частях пласта. Аналогичный разрез характерен и для пограничной зоны между Приобским и Черногорским участками. На остальной части Самотлорского месторождения слабоглинистые коллектора залегают отдельными пятнами, эффективная толщина которых не превышает 1 – 2 метра. Внутри таких песчаных тел по геофизическим данным нередко выделяются маломощные непроницаемые прослои линзовидного залегания, чаще всего определяемые как уплотненные карбонатизированные песчаники. Они могут оказывать определенное влияние на вертикальное перемещение флюидов но практически никак не препятствуют латеральной фильтрации.

---

Пласты АВ₁³ и АВ_2-3

Данные пласты принадлежат к мощной толще палеодельтовых отложениях и во многом имеют схожий характер строения. Эффективные толщины по пласту АВ₁³ достигают 20 м, по пласту АВ_2-3 - 42 м. По пласту АВ₁³ 45% эффективных толщин попадают в диапазон 48 м, толщины менее 2 м не превышают 10% случаев. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения в также диапазоне 48 м (42% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 46%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 35% случаев, в т.ч. менее 2 м – 10%.

По пласту АВ_2-3 на диапазон Н_эф от 12 до 20 м приходится около 58% случаев, на диапазон 812 м – 23%. Эффективные толщины менее 4 м зафиксированы примерно в 3% случаев, в т.ч. менее 2 м – 0,8%. Для нефтенасыщенных толщин в целом по пласту наиболее характерны значения также в диапазоне 820 м (53% случаев, в т.ч. в чистонефтяной зоне – 62%). За исключением краевых зон залежи нефтенасыщенные толщины менее 4 м составляют 4% случаев, в т.ч. менее 2 м – 0,9%. Пласт характеризуется самым низким среди пластов АВ_1-5 средним коэффициентом песчанистости, равным 0,45 при довольно высокой расчлененности 7,23.

Для обоих пластов характерна общая тенденция уменьшения эффективных толщин с юго-востока на северо-запад.

В разрезе пласта AB₁³ преобладают слабоглинистые коллекторы, составляющие 79% его нефтенасыщенного объема, при средней нефтенасыщенной толщине 4,4 м. Доля сильно глинистых коллекторов - 21 % при средней нефтенасыщенной толщине 1,3 м. Зоны повышенных эффективных толщин приурочены к отдельным каналам северо-западного простирания, в которых залегают слабоглинистые коллекторы. Протяженность каналов до 10 км при ширине от 1 до 2 км. Максимальные толщины таких каналов фиксируются на северо-западе Приобского участка. Области между отдельными каналами представлены разрезом с тонким чередованием коллекторов.

По пласту АВ_2-3 также четко прослеживается сеть протяженных тел, связанных с фациями русел и каналов. Основные три русла расходятся от восточной части Белозерного участка в юго-западном и западном направлениях и северо-западном направлении. Протяженность этих песчаных тел около 30 км при ширине 2-3 км. Основные песчаные тела соединены сетью более мелких каналов различного направления. Ширина этих каналов 0,2 – 1,0 км.

В разрезе пласта АВ_2-3 выделяется 4 основных цикла седиментации, каждый из которых характеризуется несколько смещенными в плане относительно друг друга сетью палеорусловых песчаных тел. В отдельных случаях при перекрытии их в плане по соседним циклам образуется единое мощное песчаное тело высокой степени вертикальной связанности. На Приобском участке в отдельных протяженных зонах толщины таких слившихся песчаных тел достигают 35-37 м.

---

Пласт АВ_4-5

В южной части Самотлорского л.у. этот пласт характеризуется практически монолитным строением, непроницаемые прослои в его разрезе представлены исключительно уплотненными карбонатизированными песчаниками. В северном и северо-западном направлениях происходит постепенная глинизация разреза, начинающаяся с кровли и подошвы пласта. В результате слаборасчлененной остается преимущественно средняя часть разреза пласта, выше которой разрез представлен частым переслаиванием прослоев коллекторов и непроницаемых разностей.

Эффективные толщины пласта в его южной части достигают 68 м. Толщины более 30 м составляют более 75% случаев, менее 4 м – 6,5%. Песчанистость довольно постоянная, равна 0,6 с небольшим коэффициентом вариации. Доля нефтенасыщенных толщин в диапазоне 20-40 м составляет чуть более 50% случаев. Вне чисто-нефтяной зоны пласта характер изменения нефтенасыщенных толщин определяется главным образом структурным фактором.

Пласт АВ_4-5 характеризуется весьма высокой степенью латеральной связанности коллекторов, литологические экраны фильтрации практически отсутствуют (за исключением прикровельной части пласта в северо-западной части площади). В то же время наличие нередко встречаемых прослоев уплотненных карбонатизированных песчаников в определенной степени затрудняет вертикальную миграцию флюидов, следствием чего в обширной водонефтяной зоне пласта выработка запасов довольно продолжительное время происходила без заметного конусообразования.

Пласты АВ_6-8

Пласты этой группы схожи по строению. Основные элементы строения – довольно мощные и слаборасчлененные песчаные тела шнурковой формы, переходящие по латерали в частое переслаивание сравнительно тонких песчаных и алевролито-глинистых прослоев. В пределах шнурковых песчаных тел латеральная связанность коллекторов достаточно высока, на участках развития тонкого чередования весьма часто наблюдается выклинивание проницаемых прослоев либо литологическое замещение их непроницаемыми породами.

Эффективные толщины пласта АВ₆ изменяются от 0,4 до 12,9 м, но почти половина (49%) находится в диапазоне 2-4 м. Аналогичная картина и для нефтенасыщенных толщин.

По пласту АВ₇ эффективные толщины колеблются от 1 до 18,8 м, на наиболее часто встречаются значения 412 м (67% случаев). Нефтенасыщенные толщины колеблются в широких пределах (от 0,4 до 17 м), но чаще всего встречаются значения до 4 м (70% случаев), как правило, это участки развития тонкого чередования прослоев.

---

По пласту АВ₈ картина аналогичная. При колебании эффективных толщин от 1,6 до 16,6 м почти половина случаев приходится на диапазон 4-10 м. Почти 60% нефтенасыщенных толщин имеют значения менее 4 м и это тоже, как правило, участки развития тонкого чередования прослоев. На таких участках весьма существенна вертикальная изолированность отдельных прослоев, а линзовидный характер залегания проницаемых прослоев обуславливает их высокую прерывистость по латерали.

Пласты БВо – БВ₇

Подобие условий осадкообразования этих пластов обусловили и схожесть их строения. Как правило, в их разрезах развито частое чередование проницемых песчаных пород с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми образованиями. Немногочисленные участки развития монолитных песчаных тел имеют лентообразную форму развития. Преобладают значения эффективных толщин до 46 м. Это обуславливает в целом и небольшие значения нефтенасыщенных толщин. Линзовидная форма залегания проницаемых прослоев определяет значительную вертикальную и латеральную их изолированность.

Пласт БВ₈⁰

В целом для пласта характерны эффективные толщины порядка 28 м (2/3 случаев), нефтенасыщенные – 24 м (60% случаев).

В пределах лицензионного участка эффективные толщины песчаников довольно закономерно убывают с востока на запад вплоть до полной глинизации на западной границе площади. Соответственно, на востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной, общая толщина пласта к западу также уменьшается. Отдельные литологические залежи сложной конфигурации расположены на Мыхпайском участке. Здесь эффективные нефтенасыщенные толщины не более 3 метров при средней толщине порядка 1,8 метра.

Области малых толщин представлены тонким чередованием отдельных прослоев коллектора с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами, области с эффективными толщинами более 5 метров представлены более монолитными песчаными телами, имеющими покровную форму залегания. Для последних характерна достаточно высокая степень латеральной выдержанности коллекторов, наличие же в разрезе локальных линзовидных прослоев непроницаемых пород обуславливает разлиную степень вертикальной связанности на различных участках. Зоны тонкого чередования песчаников с глинисто-алевролитовыми породами обладают ухудшенной латеральной выдержанностью, участки слияния отдельных прослоев между собой по вертикали носят локальный характер.

---